Key Drilling Technologies for Horizontal Wells with Ultra-Long Horizontal Sections in Nanchuan Shale Gas Field
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摘要:
南川常压页岩气田采用超长水平段水平井开发可提高其开发效益，但存在水平段极限延伸能力预测难、井眼轨迹控制难、井眼清洁效果差、钻柱摩阻扭矩大、套管下入难和固井易漏易气窜等技术挑战。为此，进行了管柱力学和流体力学分析，明确了超长水平段钻进和下套管时钻柱的受力状态，分析了超长水平段的水力延伸能力及关键影响因素。基于分析结果和南川页岩气田钻井实践，形成了井眼轨道优化设计、低成本高效导向钻井、井眼高效清洁、套管安全下入、超长水平段泡沫水泥浆固井等关键技术。上述技术在2口水平段长度超3 500 m的水平井进行了现场应用，全部使用国产的钻头、螺杆钻具及常规LWD，2口井平均钻井完井周期较设计缩短25.4%，实钻整体靶框控制在5 m以内，优质页岩钻遇率平均在90%以上，水平段复合钻进比例平均达90.45%，最大狗腿度0.15°/30m，高效成井的同时，实现了提速降本。南川页岩气田超长水平段水平井钻井关键技术，可为国内水平段长超3 500 m水平井的钻井提速提供借鉴。
Abstract:The application of horizontal wells with ultra-long horizontal sections can improve the economic benefit of normal pressure shale gas in Nanchuan Shale Gas Field. However, there were many technical challenges with this technology, such as difficulties in predicting the ultimate extension capacity of horizontal sections and controlling wellbore trajectory, poor wellbore cleaning, large friction and torque, laborious casing running, frequent cementing leakage, and easy gas channeling, etc. Therefore, the pipe string mechanics and fluid mechanics were analyzed. Then, the force state of pipe strings during drilling and casing running in ultra-long horizontal sections was defined. Meanwhile, the hydraulic extension capacity of the ultra-long horizontal sections as well as the key influencing factors were analyzed. On the basis of the analysis results and drilling practices in Nanchuan Shale Gas Field, a group of key technologies were developed, such as wellbore trajectory optimization design, low-cost but efficient steering drilling, efficient wellbore cleaning, safe casing running, and foam cementing in ultra-long horizontal sections, etc. The above technologies were applied in two horizontal wells with horizontal section lengths exceeding 3 500 m. The whole drilling process was achieved by using drilling bits and positive displacement motors (PDMs) made in China as well as conventional logging while drilling (LWD). The average time for drilling and completion of the two wells was reduced by 25.4% compared with the design value, and the overall target frame of the actual drilling was controlled within 5 m. The encountering rate of high-quality shales and the compound drilling ratio in horizontal sections were above 90% and 90.45% on average, respectively. The maximum dogleg angle was 0.15°/30 m. It is not hard to see that the application of these technologies ensured efficient well construction while achieving increasing drilling speed and cost reduction. The key drilling technologies for horizontal wells with ultra-long horizontal sections in Nanchuan Shale Gas Field can provide a reference for speeding up the drilling of horizontal wells with a horizontal section length exceeding 3 500 m in China.
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胜利油田的页岩油大多位于渤海湾盆地济阳坳陷沙河街组。其中，博兴洼陷是济阳坳陷东营凹陷内次一级构造单元，该洼陷内新近系—古近系地层沉积比较完整[1-3]。分析该洼陷已钻井情况发现，沙三段、沙四段暗色泥岩发育，为成熟的烃源岩，特别沙三段的生油岩有机质含量高，转化程度高，油源丰富[4-5]。采用ϕ4.0 mm油嘴对前期完钻樊119井的沙四上纯上亚段试油，日产油15.9 t，显示出夹层型页岩油良好的勘探潜力。
为了进一步研究博兴洼陷页岩油储量、评价开发方式的有效性，胜利油田在博兴洼陷北部部署了页岩油重点预探井——樊页平1井。根据樊页平1井的勘探目的，结合该井钻遇地层的岩性，分析了钻井技术难点，研究形成了井眼轨道优化技术、合成基钻井液技术，制定了安全钻进技术措施。应用这些技术和采取相应的技术措施，顺利完成了该井的钻井施工，钻井过程中未发生井下故障，井径扩大率小，取得了很好的实钻效果，为胜利油田的页岩油钻井积累了经验。
1. 工程设计
樊页平1井设计井深5 386.70 m，目的层与前期完钻的樊119井相同，均为沙四上。根据钻遇地层的特点、压力预测结果，并参考相邻构造已钻井的井身结构，依据有利于安全、优质、高效钻井和油气层保护的原则，将该井设计为三开井身结构（见图1）。
设计井眼轨道时，充分考虑了导眼段和水平段施工的难点及完井管柱下入要求：一方面，考虑地层岩性特点，保证井眼稳定，防止地层坍塌掉块；另一方面，考虑导眼段打水泥塞的固井质量，导眼完钻并扫塞结束后，在套管内替换合成基钻井液进行主井眼作业[6]。樊页平1井井眼轨道设计为“侧—增—稳—增—平—降—平”七段制剖面，井底垂深3 644.00 m，井底闭合距2 437.08 m，井底闭合方位角21.98°，造斜点位于井深3 230.00 m，最大井斜角81.64°。樊页平1井三开主井眼轨道参数见表1。
2. 钻井技术难点
1）地层岩性复杂、井壁坍塌风险大。分析前期邻井钻井资料认为，页岩油储层地质构造复杂，页岩层理、微裂隙较发育，钻井时使用水基钻井液易发生剥蚀、掉块等问题[7-9]。樊页平1井钻遇博兴洼陷沙三下、沙四上地层，岩石矿物成分包括脆性矿物和黏土矿物，其中脆性矿物（灰质、长石石英质）含量约占70%；黏土矿物以伊利石和伊/蒙混层为主，含量约占20%～30%，属于低膨胀性硬脆性矿物。岩石的非均质性和黏土矿物的水化膨胀压力易改变地应力的分布，导致井壁失稳坍塌，造成井下出现复杂情况[10]。
表 1 樊页平1井三开主井眼轨道参数Table 1. Parameters for the main wellbore trajectory at the third spud of Well Fan Yeping 1井深/m 井斜角/
（°）方位角/
（°）闭合方位角/
（°）垂深/m 闭合距/m 造斜率/
（（°）/（30m）–1）方位变化率/
（（°）/（30m）–1）狗腿度/
（（°）/（30m）–1）工具面角/
（°）靶点 3 230.00 40.24 21.62 21.62 3 099.23 388.66 0 0 0 0 3 262.20 43.94 26.25 21.74 3 123.12 410.21 3.53 4.04 4.50 38.28 3 344.03 43.94 26.25 22.29 3 182.05 466.84 0 0 0 0 3 464.03 58.24 24.03 22.75 3 257.23 559.87 3.58 –0.46 3.60 353.81 3 584.03 72.56 22.42 22.82 3 307.05 668.69 3.58 –0.36 3.60 354.49 3 660.04 81.64 21.54 22.73 3 324.00 742.69 3.58 –0.34 3.60 354.68 A 3 960.04 81.64 21.54 22.39 3 367.59 1 039.46 0 0 0 0 4 560.04 81.64 21.54 22.08 3 454.78 1 633.05 0 0 0 0 4 692.33 81.64 21.54 22.04 3 474.00 1 763.94 0 0 0 0 K 4 742.69 75.61 21.81 22.03 3 483.93 1 813.28 –3.60 0.16 3.60 177.46 5 042.69 75.61 21.81 22.00 3 558.49 2 103.86 0 0 0 0 5 386.70 75.61 21.81 21.98 3 644.00 2 437.08 0 0 0 0 B 2）该井水平段长，易形成岩屑床，要求钻井液具有良好的防塌、携岩和润滑等性能。同时，该井水平段长度超过1 700.00 m，滑动钻进钻压传递困难、钻进时效低，且井眼轨迹调整频繁，井眼轨迹控制难度大[11]。
3）井底温度高，对钻井仪器、设备和钻井液的耐温性能要求高。参考邻井地温梯度3.8 ℃/100m，按井口温度15 ℃计算，预计井底温度大约为154 ℃，要求旋转导向工具和螺杆钻具具有良好的抗温性能，否则极易损坏，造成不必要的起下钻，增加钻井非生产时间。同时，要求合成基钻井液能够抗高温，具有良好的流变性和电稳定性[12-13]。
4）前期钻井中出现油气侵，存在井控风险。樊119井在沙四上纯上亚段出现了油气侵，高峰期油花达到5%，呈斑块状分布，气泡40%，并发生了井涌，涌出量为10.0 m3。将钻井液密度由1.25 kg/L提高至1.59 kg/L，井涌得到控制；樊291井在沙三段中见水侵，钻井液密度由1.23 kg/L提高至1.25 kg/L后，出口液量基本保持稳定，水侵现象消失。
3. 钻井关键技术
为了提高樊页平1井长水平段的井眼轨迹控制精度，保证易塌井段钻井安全，必须将井斜角、方位角和全角变化率的变化控制在能保证套管安全、井口安全、套管顺利下入和保证套管密封能力的范围内。钻井过程中采用了旋转导向工具，以降低水平段摩阻，提高机械钻速，减少井下复杂情况。针对沙三下、沙四上地层硬脆性矿物含量高，易发生剥蚀、掉块等问题，采用强抑制合成基钻井液，合理选择钻井液密度，提高钻井液的封堵能力。钻井中还针对油气侵问题，根据油层保护需要，制定了相应的技术措施。
3.1 井眼轨道优化技术
参考东营凹陷已钻井的井身结构，以有利于安全、优质、高效钻井和油气层保护为原则，优化井眼轨道。目的层靶框为夹层型箱体，中间为厚约2.00 m的灰质泥岩，上下两边为纯泥岩，地层倾角变化大，井眼轨迹调整比较频繁。为此，樊页平1井使用1.50°偏心稳定器动力钻具，以保证造斜率达到实际需求；三开主井眼3 327.00～4 616.00 m井段采用ϕ215.9 mmPDC钻头+AutoTrak Curve旋转导向工具+ϕ210.0 mm无磁稳定器+ϕ127.0 mm无磁承压钻杆+止回阀+震击器+ϕ127.0 mm加重钻杆+ϕ127.0 mm钻杆+转换接头+ϕ139.7 mm钻杆的钻具组合，以实现连续旋转钻进，保障机械钻速。
同时，针对邻井樊167井在沙四上纯上亚段槽面（井深3 247.04 m）出现油气侵导致仪器出现杂波、伽马出现错误值，钻井过程中有地层气体返出、全烃值高达100%等问题，采取降排量循环排气措施，将全烃值降至10%以下后再正常钻进，以保证仪器正常运行。
3.2 合成基钻井液技术
为保证樊页平1井页岩层中井眼的稳定，确定了以下钻井液对策：1）提高合成基钻井液的抑制性，以降低黏土矿物的水化分散作用，解决剥蚀、掉块等问题；2）合理选择钻井液密度，使其既能对井壁形成足够的支撑力，又能避免液柱压力过高导致裂缝扩张而发生井漏；3）加入微纳米封堵剂、可变性封堵剂等封堵材料，提高钻井液的封堵能力，防止微裂缝、层理扩张，封堵微细裂缝；4）提高钻井液的抗温能力，使其能抗150 ℃以上高温；5）保证钻井液的润滑性，以降低水平段钻进中的摩阻、扭矩[12-13]。
基于上述设计，分别配制了密度为1.20，1.50和1.80 kg/L的合成基钻井液，测试其在150 ℃温度下老化16 h前后的基本性能，结果见表2。
表 2 不同密度合成基钻井液的基本性能Table 2. Basic properties of synthetic base drilling fluids with different densities密度/
（kg·L−1）测试时间 破乳电压/V 塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa静切力/Pa 动塑比 API滤失量/
mL高温高压滤失量/
mL初切 终切 1.20 老化前 950 23 8 3.0 5.0 0.35 1.5 5.0 老化后 1 140 28 8 4.0 8.5 0.29 1.0 4.6 1.50 老化前 1 080 30 10 3.0 5.0 0.34 0.6 4.5 老化后 1 230 31 12 4.5 10.5 0.39 0 3.8 1.80 老化前 1 160 35 11 5.0 9.0 0.32 1.2 4.2 老化后 1 600 37 14 6.0 14.0 0.39 0.4 4.0 注：油水比为80∶20。 从表2可以看出，不同密度合成基钻井液的流变性均较好，破乳电压大于800 V，抗温达150 ℃，说明该钻井液具有良好的电稳定性、剪切稀释性和抗温能力，能满足钻井需求。
通过测试页岩岩屑滚动回收率和页岩8 h线性膨胀高度，评价合成基钻井液的抑制性能[14]，结果见表3。
表 3 岩屑回收率和页岩8 h线性膨胀高度测试结果Table 3. Test results of cuttings recovery and 8 h linear expansion height of shale测试流体 一次回收率，
%二次回收率，
%8 h线性膨胀高度/
mm清水 34.5 17.2 8.2 油基钻井液 96.7 95.0 1.1 合成基钻井液 97.8 95.4 1.0 注：合成基钻井液密度1.5 kg/L，油水比80∶20。 从表3可以看出，页岩在合成基钻井液中的8 h线性膨胀高度和岩屑在其中的一次和二次回收率与在油基钻井液中的相近，说明合成基钻井液具有优异的抑制页岩膨胀分散的能力。
采用渗透率降低率表征滤液侵入地层的效果，渗透率降低率越高，滤液越不容易侵入地层。为此，测试并计算了合成基钻井液加入封堵剂前后的滤饼渗透率和渗透率降低率，结果见表4。
表 4 合成基钻井液封堵性能评价结果Table 4. Evaluation of the plugging performance of synthetic base drilling fluid钻井液 高温高压滤失量/mL 滤饼厚度/mm 滤饼渗透率/（μD） 渗透率降低率，% 合成基钻井液 7.2 2.0 3.255 7 合成基钻井液+3.0%微纳米封堵剂+2.0%可变性封堵剂 3.8 0.5 0.571 2 82.48 注：合成基钻井液密度1.5 kg/L，油水比80∶20。 由表4可知，合成基钻井液加入微纳米封堵剂、可变形堵剂后，可以有效封堵地层微裂缝，合成基钻井液的高温高压滤失量降低，滤饼渗透率降低82.48%，钻井液滤液侵入地层的量降低，阻缓了压力传递，降低了井壁坍塌风险。
3.3 安全钻进技术措施
针对东营凹陷钻井过程中的油气水侵问题，制定了以下技术措施：1）技术套管固井至完井阶段均安装带剪切功能的全封闸板；2）钻开油气层前，储备足够的加重合成基钻井液，以平衡油气层压力；3）控制起钻速度，防止抽汲诱喷，向井筒内注入钻井液，及时校核注入量，直至注满，同时避免在空井条件下检修设备[15]；4）钻开油气层时，应提前向钻井液中加入足量除硫剂，并保证pH值不小于9.5。
4. 实钻效果
樊页平1井应用井眼轨道优化技术后，井底循环温度以3.85 ℃/100m的幅度升高，井底实测最高温度151 ℃，ATC旋转导向仪器工作正常。该井三开主井眼3 239.19～5 364.00 m井段最大井斜角87.08°，位于井深3 753.16 m处；平均机械钻速5.85 m/h，ATC旋转导向一趟钻进尺1 283.00 m。三开主井眼轨道优化结果见表5，实钻中靶情况如图2所示。
表 5 樊页平1井三开主井眼的井眼轨道优化结果Table 5. Optimized wellbore trajectory at the third spud of the main wellbore of Well Fan Yeping 1序号 测深/m 井斜角/（°） 方位角/（°） 垂深/m 闭合距/m 闭合方位角/（°） 狗腿度/（（°）/（30m）–1） 段长/m 1 3 238.19 37.17 19.71 3 114.43 362.13 23.73 1.04 8.36 2 3 359.00 51.71 26.41 3 196.98 483.09 23.97 0.15 9.98 3 3 492.97 66.19 22.65 3 270.67 594.38 24.09 4.96 11.88 4 3 695.35 83.11 21.20 3 322.24 789.11 23.49 2.70 28.54 5 3 753.16 87.08 21.89 3 326.77 846.70 23.35 1.27 28.86 6 3 897.40 84.08 22.04 3 338.13 990.43 23.14 0.24 28.59 7 3 912.02 84.12 21.91 3 339.64 1 004.97 23.13 0.28 14.62 8 4 000.77 82.50 21.14 3 350.96 1 092.95 22.99 0.50 16.61 9 4 129.70 82.91 22.07 3 366.99 1 220.82 22.79 0.61 28.64 10 4 302.63 84.79 22.17 3 382.96 1 392.95 22.64 0.76 28.94 11 4 446.95 82.50 22.95 3 401.27 1 536.08 22.59 0.46 29.48 12 4 664.91 83.16 20.93 3 428.63 1 752.26 22.49 0.25 9.72 13 5 196.56 75.38 21.50 3 524.09 2 274.83 22.32 1.12 9.53 14 5 215.72 75.82 21.50 3 528.84 2 293.39 22.32 0.45 9.53 15 5 302.13 75.47 21.62 3 549.14 2 377.37 22.29 3.78 9.62 16 5 359.73 75.80 21.00 3 563.53 2 433.13 22.26 0.87 9.63 17 5 364.00 76.00 21.00 3 564.57 2 437.28 22.26 1.41 4.27 樊页平 1 井三开主井眼使用合成基钻井液钻进，三开主井眼不同井深处合成基钻井液的基本性能见表6。从表6可以看出，合成基钻井液密度在1.45～1.66 kg/L，破乳电压大于600 V，高温高压滤失量低于5 mL（最低为1.6 mL），很好地满足了樊页平1井页岩油储层对钻井液性能的需求。
表 6 樊页平1井三开井段合成基钻井液的性能Table 6. Performance of synthetic base drilling fluid at the third spud of Well Fan Yeping 1井深/m 密度/
（kg·L−1）漏斗黏度/s 塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa静切力/Pa 高温高压
滤失量/mL破乳电压/V 初切 终切 3 229.00 1.45 56 28 8.0 3.0 7.0 4.6 642 3 536.00 1.53 54 32 8.0 4.0 8.0 4.0 687 4 614.00 1.61 48 33 9.0 4.0 6.5 3.8 1 194 4 690.00 1.65 57 47 7.5 4.5 7.0 3.4 752 4 912.00 1.66 57 42 9.0 5.0 8.0 1.6 835 4 982.00 1.69 58 42 11.0 5.5 8.5 1.6 851 5 074.00 1.67 57 38 10.5 5.5 8.0 1.8 948 5 364.00 1.66 52 36 9.0 8.0 5.0 1.8 1 180 除此之外，针对油气水侵问题制定的安全钻进技术措施也起到了预期效果，樊页平 1 井钻井过程中未发生井下故障。
樊页平1井完钻井深5 364.00 m，垂深3 564.57 m，水平位移2 437.28 m，水平段长1 716.00 m。其中，整个三开钻进过程中未发生压差卡钻，平均井径扩大率仅2.19%，套管下入顺利。樊页平 1 井首次实现了济阳坳陷页岩油水平井千米一趟钻，且创造了胜利油田页岩油勘探开发水平段最长、单趟旋转导向钻进进尺最长2项纪录。合成基钻井液保护油气层效果明显，起下钻后效显示全烃值100%。樊页平 1 井完钻后已累计产油超过千吨，显示了良好的开发前景。
5. 结论与建议
1）樊页平1井钻遇储层，特别是古近系沙三下、沙四上地层岩性复杂、井壁坍塌风险大。同时，该井水平段长，易形成岩屑床，要求钻井液具有较强的抑制防塌、携岩和润滑性能；井底温度高，对钻井仪器、设备和钻井液的耐温性能要求高；沙四段上纯上亚段还可能出现油气侵现象。
2）樊页平1井顺利完钻，充分验证了井眼轨道优化技术、合成基钻井液技术、安全钻进技术措施在博兴洼陷页岩油钻井的可行性，有效解决了页岩地层坍塌问题和油气侵问题，提高了机械钻速，为页岩油水平井钻井积累了宝贵经验。
3）樊页平1井三开下部地层硬质夹层可钻性差，钻头吃入困难、磨损快，破岩效率低，建议优化钻头设计和选型，以进一步提速提效。另外，合成基钻井液在井壁形成的滤饼具有亲油性，造成第二界面水泥石胶结强度有较大幅度降低，应进一步研究解决三开井段固井质量不高的问题。
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图 2 常规水泥浆失重气窜现象与泡沫水泥浆防气窜作用示意
Figure 2. Gas channeling in conventional cement slurry under weightlessness and the role of foamed cement slurry in preventing gas channeling
表 1 固井下套管摩阻与水平段长度及摩阻系数的关系
Table 1 Relationship between friction of casing running and horizontal section length as well as friction coefficient
水平段
长度/m不同摩阻系数对应的套管下入摩阻/kN 0. 15 0. 20 0. 25 0. 30 1 000 63.96 98.40 132.84 167.28 1 500 79.95 123.00 166.05 209.10 2 000 95.94 147.60 199.26 250.92 2 500 113.88 175.20 236.52 297.84 3 000 131.82 202.80 273.78 344.76 3 500 151.16 232.00 312.84 393.68 4 000 170.50 261.20 351.90 442.60 
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表 2 不同井身剖面对应的摩阻、扭矩对比
Table 2 Friction and torque values of different well profiles
井身剖面 最大狗腿度/
（（°）·（30m）−1）地面扭矩1)/
（kN·m）摩阻/kN 钻具疲劳
系数钻具屈曲时的钻压/kN 起钻 下钻 复合钻进 滑动钻进 类双二维 5 23.4 37.5 13.9 0.27 320 130 五段制 5 25.3 37.6 15.6 0.28 280 50 注：1）用100 kN钻压模拟地面扭矩。
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表 3 水力振荡器应用情况
Table 3 Applications of hydraulic oscillator
井号 井段/m 进尺/m 井段 工具入井时间/h 减阻效果，% SYX-2HF 3 268～4 388 1 606 造斜段，水平段 175.0 33.2 4 388～4 874 水平段 120.0 SYX-5HF 3 687～4 385 698 水平段 203.5 34.6
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